[发明专利]一种针对风电功率预测误差的需求响应多时间尺度调度方法

摘要

本发明公开了一种针对风电功率预测误差的需求响应多时间尺度调度方法，首先根据日前风电功率预测值和负荷预测值制定次日的实时电价，然后采集PDR用户根据电价制定的用电计划数据并制定机组次日的运行计划；在日内，提前H小时预测风电出力，根据形成新的实时电价，PDR可根据新的电价自愿选择是否响应调度，进行日内用电计划调整，电网通过数据采集系统再次收集PDR用电计划；最后进行风电实时预测，若不为0，进行IDR和常规机组调度，不满足约束时选择投入备用(负荷无法满足)或者弃风(系统电力过剩)。本方法能够有效利用不同类型需求响应特点针对不同时间尺度风电功率预测误差进行调度平衡。

主权项

一种针对风电功率预测误差的需求响应多时间尺度调度方法，其特征在于：将电力用户分为居民用户、工业用户和商业用户三大类，对居民用户采取价格型需求响应PDR策略，对工业和商业用户采取激励性需求响应IDR策略；具体调度按如下步骤进行：1)对居民用户依次进行日前PDR调度和日内PDR调度1.1)根据日前风电功率及负荷曲线预测值，制定机组出力及次日实时电价C0t；电价公布后，居民用户根据电价进行用电计划调整，电网公司通过数据采集系统采集用户用电计划；居民用户以用电费用最低为目标进行用电计划制定，即minCr=Σt=124(C0t×Lr,pret)---(1)]]>为了不影响居民用户的正常生活，式(1)应满足如下约束条件，某一时刻t的电量变化不会超过一定范围，且一天中总用电量不发生变化，即：Σt=124Lr,pret=Σt=124Lr0t---(3)]]>其中，ρt、分别为居民用户t时刻负荷调整率上下限，为该时刻对应的初始负荷量和响应后的负荷量；根据式(1)、(2)和(3)计算出居民用户日前响应后的负荷量1.2)日内提前H小时进行风电功率日内预测，由于风电出力变化导致电量供给变化，会对电价造成一定影响；引入系数θ，以描述由于风电输出变化引起的系统电价变化量，即：θ=ΔPw,tin/Pw,tpreΔCt/C0t---(4)]]>其中，为t时刻风电供给量的变化量，为风电功率日前预测值，ΔCt为对应的电价变化量，系数θ根据历史数据拟合得到；根据式(4)计算出电价变化量ΔCt，故最终的实时电价为Ct＝C0t+ΔCt(5)新电价形成以后，部分居民用户会再次根据电价调整自身的用电计划；此时采用需求价格弹性来描述用户电价响应行为，即ϵ=ΔL/LΔC/C---(6)]]>式中，L、C分别是初始负荷需求量和初始电价，ΔL、ΔC分别为负荷需求量变化量和电价变化量，ε为需求价格弹性系数，根据历史数据拟合得到；根据式(6)计算出PDR负荷需求量变化量ΔL；用户对价格响应后的负荷需求为：Lrt=Lr,pret×(1+ϵt×ΔCtC0t)---(7)]]>ΔPr,t=Lrt-Lr0t---(8)]]>其中，ΔPr,t为PDR负荷t时刻实际调度量；通过日前和日内PDR调度后系统待平衡的风电功率预测误差为ΔPw,realt=Pw,t-Pw,tpre-ΔPr,t---(9)]]>其中，为t时刻PDR调度后仍待消纳的风电功率，Pw,t为风电机组实时出力值，为风电机组日前预测出力；若为0，则调度结束；若不为0，则进入步骤2)进行IDR调度；2)对于工业和商业用户进行实时IDR调度在IDR调度阶段，对工业用户采取阶梯补偿电价方式进行调度补偿；ΔCi,bt=≥......CnLn-1≤ΔLit<Ln......CmLm-1≤ΔLit<Lm......---(10)]]>其中，为t时刻工业用户的负荷变化量，为补偿电价，Cn、Cm分别为负荷变化量处于第n段、第m段对应的补偿电价；第m段工业用户调度补偿成本为ΔCi=Σt=124Σb=1m(ΔCi,bt×ΔLit)---(11)]]>其中，为对应b段内的工业用户负荷变化量；对商业用户采取分时补偿电价，某一时刻的补偿价格为那么商业用户的调度补偿成本为ΔCc=Σt=124(Cct×ΔLct)---(12)]]>为商业用户t时刻调度量；电网在进行IDR调度时目标是电网运行费用最低，即minC=Cg+Cgf+Cw+ΔCi+ΔCc---(13)]]>其中，Cg为常规机组的发电成本，为机组日前运行计划变化惩罚量，Cw为对风电消纳引入的惩罚指标，当风电消纳量小于风机出力时，将会施以一定的弃风惩罚；常规机组的发电成本是与机组出力值相关的二次函数，其表达式如下Cg=Σt=124Σj=1n(ajPg,jt2+bjPg,jt+cj×Ujt)---(14)]]>其中，为0‑1变量，0表示第j台机组停机，1表示第j台机组开机；aj、bj、cj为第j台常规机组二次成本函数中的系数，由发电机组给定；为t时刻第j台常规机组出力；由于常规机组频繁调度会一定程度上增加机组的运行维护成本，反映了常规机组运行计划变化而额外增加的成本，即：Cgf=Σt24Σj=1n|Pg,jt,pre-Pg,jt,act|×c---(15)]]>其中，为第j台常规机组日前t时刻的计划出力，为第j台常规机组日内t时刻的实际出力，c为机组运行计划单位变化量引起的额外费用；Cw为弃风惩罚；Cw=Σt=124(Pw,t-Pw,tact)×ccw---(16)]]>其中，ccw为单位电量弃风惩罚费用；为风电实际并网消纳量；电网在进行IDR调度时需要满足如下约束条件：(1)系统功率平衡约束系统功率平衡约束简化为ΔPw,realt=ΔLit+ΔLct+ΔPgt+(Pg,jt,pre-Pg,jt,act)---(17)]]>其中，分别为工业用户、商业用户和常规机组相较初始值的调整量；(2)机组功率上下限约束Pgmin×Ujt≤Pgt≤Pgmax×Ujt0≤Pw,t≤Pw,tpre+ΔPw,realt---(18)]]>其中，分别是常规机组出力下限和上限；(3)机组起停约束(Ujt-1-Ujt)×(Tj,t-1on-Tj,minon)≥0(Ujt-Ujt-1)×(Tj,t-1off-Tj,minoff)≥0---(19)]]>其中，为第j台机组截至(t‑1)时刻持续在线时间，为第j台机组最短开机时间；为第j台机组截至(t‑1)时刻持续停机时间，为第j台机组最短停机时间；(4)机组爬坡约束Ujt×Pg,jt-Ujt-1×Pg,jt-1≤ΔPg,j,maxupUjt-1×Pg,jt-1-Ujt×Pg,jt≤ΔPg,j,maxdown---(20)]]>其中，分别是第j台机组t时刻和(t‑1)时刻的出力值，分别是第j台机组向上、向下最大爬坡速率；(5)常规机组的正负旋转备用约束Σj=1n[Ujt×(Pg,jup-Pg,jt)]≥RLup+RwipΣj=1n[Ujt×(Pg,jt-Pg,jdown)]≥RLdown+Rwdown---(21)]]>其中，分别是第j台机组对应的最大、最小出力，分别是机组对应的负荷正负旋转备用，分别是对应风电突变正负旋转备用；(6)负荷削减上下限约束对于激励型负荷，其t时刻负荷的可调度量必须在一定范围以内，以满足用户的基本用电要求，同时，一天内总负荷的变化量也应满足要求；式(24)表示t时刻点负荷削减的上下限约束，式(25)表示一天内总负荷削减的上下限约束；(1-αt)×Li0t≤Lit≤(1+γt)×Li0t(1-βt)×Lc0t≤Lct≤(1+μt)×Lc0t---(22)]]>|Σt=124Li0t-Σt=124Lit|Σt=124Li0t≤ηi|Σt=124Lc0t-Σt=124Lct|Σt=124Lc0t≤ηc---(23)]]>其中，γt、αt、μt、βt分别为工业用户和商业用户t时刻的负荷削减率上下限；分别是该时刻工业用户、商业用户的初始负荷量，ηi、ηc为两类用户日负荷总量变化率上限；根据式(15)并结合上述约束条件，即结合式(19)‑(25)，即可解算出工业用户t时刻调度量和商业用户t时刻调度量基于该调度量即可对工业用户和商业用户进行用电调度；当IDR调度不能实现功率平衡时，通过机组配合进行消纳，仍不满足约束，则弃风。